流線(xiàn)影響因素分析及其在斷塊油藏開(kāi)發(fā)調(diào)整中的應(yīng)用

劉家軍，金忠康，蔡新明

（1.中國(guó)石化江蘇油田分公司采油二廠(chǎng)，江蘇金湖211600；2.中國(guó)石化江蘇油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州225000）

斷塊油藏地質(zhì)條件復(fù)雜，小斷層發(fā)育、儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重，開(kāi)發(fā)進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)期，剩余油高度分散，注采井間流線(xiàn)固定，高耗水帶普遍存在，導(dǎo)致無(wú)效水循環(huán)嚴(yán)重，水驅(qū)效率變差[1-3]，水驅(qū)波及難以進(jìn)一步擴(kuò)大。在層系、井網(wǎng)相對(duì)完善、原油價(jià)格較低的情況下，如何通過(guò)改變注采井網(wǎng)和參數(shù)，抑制高耗水帶、強(qiáng)化注入水弱波及區(qū)，改變地下壓力場(chǎng)及飽和度場(chǎng)，是斷塊油藏高含水期降水增油的有效手段[4-6]。

1934年MUSKAT等[2]最早將流線(xiàn)概念引入到油氣田開(kāi)發(fā)計(jì)算中；1951年FAY和MPRATS[3]使用電位模型及差分方程計(jì)算簡(jiǎn)單水驅(qū)油藏中流線(xiàn)的分布；1961年 HIGGINS等[4]提出流管模型；1988年P(guān)OLLOCK[5]提出地下水的流線(xiàn)生成算法；侯建峰等[6]提出定量表征單砂體注采關(guān)系的流線(xiàn)方法；吳軍來(lái)等[7]借助流線(xiàn)模擬的優(yōu)勢(shì)，再結(jié)合油藏工程基本原理，提出一種全新的油藏水驅(qū)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)新方法。對(duì)于流線(xiàn)表征的研究雖然很多，但是關(guān)于流線(xiàn)分布模式的研究較少。

以江蘇油田復(fù)雜斷塊油藏為例，開(kāi)展流線(xiàn)影響因素分析，提出了流線(xiàn)分布模式，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行流線(xiàn)優(yōu)化調(diào)整研究，實(shí)現(xiàn)“控制含水、減緩遞減”的目標(biāo)。

1 流線(xiàn)的影響因素

建立不同理論模型，應(yīng)用數(shù)值模擬方法，分析相應(yīng)的流線(xiàn)分布特征。通過(guò)分析影響因素的敏感性，明確水驅(qū)流線(xiàn)變化的主要影響因素，為高含水期流場(chǎng)調(diào)整提供依據(jù)[7-8]。

1.1 平面非均質(zhì)

平面非均質(zhì)是控制流線(xiàn)分布的主要因素。由于平面非均質(zhì)性，流體總是優(yōu)先進(jìn)入高滲帶或高滲層[9]。當(dāng)油井處在不同相帶時(shí)，隨著高低滲透帶滲透率比值的增大，高低滲透帶流線(xiàn)分布的差異越大（圖1）。當(dāng)高低滲透帶滲透率比值為10時(shí)，單位面積內(nèi)流線(xiàn)條數(shù)比為9，與滲透率比值基本一致。

圖1 不同滲透率下流線(xiàn)分布（fw=95%）Fig.1 Streamline distribution with different permeability（fw=95%）

1.2 縱向非均質(zhì)

注入水沿高滲層突進(jìn)[10-11]，隨著層間級(jí)差的增大，高滲層的注水量越多，高滲層的流線(xiàn)分布越密；低滲層的注水量越小，低滲層的流線(xiàn)分布越稀，剩余油在低滲層富集（圖2）。根據(jù)達(dá)西公式，油水井的注采壓差一定、注采井距相同，縱向上每層的流量與滲透率成正比，每層流線(xiàn)條數(shù)的比值與層間滲透率的比值基本一致。

圖2 不同物性條件下流線(xiàn)分布Fig.2 Streamline distribution with different reservoir physical property

1.3 注采井網(wǎng)

注入水沿滲流阻力最小的路徑推進(jìn)。高滲區(qū)注水、低滲區(qū)采油時(shí)，注入水先沿高滲帶突進(jìn)，然后在油井附近流向井底，在注水井及油井間形成剩余油。低滲區(qū)注水、高滲區(qū)采油時(shí)，注入水主要在注水井附近進(jìn)入高滲帶，然后沿高滲帶流向油井井底，在高滲區(qū)井間形成剩余油（圖3）。

圖3 不同注采井網(wǎng)下流線(xiàn)分布（fw=95%）Fig.3 Streamline distribution of different injection-production well patterns（fw=95%）

1.4 注采井距

油水井的注采壓差一定時(shí)，注采井距越小，油井的產(chǎn)液量、注水井的注水量越高。注入水在高注入壓差下，沿高滲區(qū)快速突進(jìn)，主流線(xiàn)方向水洗嚴(yán)重，較快地形成明顯的優(yōu)勢(shì)滲流通道。井距增大時(shí)，注采壓差梯度相對(duì)較小，注入水推進(jìn)需要更長(zhǎng)的時(shí)間，流線(xiàn)、含水飽和度在平面上分布較小，井距開(kāi)發(fā)均勻（圖4）。

圖4 不同注采井距時(shí)流線(xiàn)分布（fw=95%）Fig.4 Streamline distribution with different injection-production well spacing（fw=95%）

1.5 注采壓差

油水井注采井距一定時(shí)，注采壓差越大，油水井間壓力差梯度較大[12-13]，油井的產(chǎn)液量、水井的注水量越大，儲(chǔ)層的流量越大，水的流動(dòng)速度越高，流線(xiàn)越密（圖5）。

應(yīng)用灰色關(guān)聯(lián)度法計(jì)算得到各因素對(duì)水驅(qū)流線(xiàn)的影響程度，縱向非均質(zhì)、平面非均質(zhì)、注采井網(wǎng)對(duì)水驅(qū)流線(xiàn)的影響顯著，注采井距、注采壓差等因素對(duì)水驅(qū)流線(xiàn)的影響相對(duì)較?。ū?）。

表1 各因素對(duì)水驅(qū)流線(xiàn)的影響程度Table1 Influence degree of each factor on water drive streamlines

圖5 不同注采壓差時(shí)流線(xiàn)分布（fw=95%）Fig.5 Streamline distribution with differentinjection-production pressure（fw=95%）

2 流線(xiàn)分布模式

根據(jù)流線(xiàn)的分布，將流線(xiàn)分布模式分為流線(xiàn)密集區(qū)、流線(xiàn)稀疏區(qū)和流線(xiàn)空白區(qū)3類(lèi)。依據(jù)模擬研究成果，其具有以下特征：

1）流線(xiàn)密集區(qū)

主要分布在物性相對(duì)好的井區(qū)或者注采井距較小的井區(qū)。一是注入水沿滲流阻力小的區(qū)域推進(jìn)，物性較好的區(qū)域流線(xiàn)密集，水驅(qū)前緣推進(jìn)的速度較快。比如在正韻律儲(chǔ)層的底部、壓裂井壓裂縫周?chē)仔纬闪骶€(xiàn)密集區(qū)；二是注采壓差偏小的井區(qū)，單位距離的注采壓差越大，油水的流動(dòng)速度越高，易形成流線(xiàn)密集區(qū)。

2）流線(xiàn)稀疏區(qū)

主要分布在二線(xiàn)油井受效區(qū)、物性差區(qū)和距注水井相對(duì)較遠(yuǎn)井區(qū)。一是二線(xiàn)油井由于一線(xiàn)油井的截留，一線(xiàn)、二線(xiàn)油井間形成水動(dòng)力直流區(qū)，水線(xiàn)稀疏；二是注入水在物性差的區(qū)域流動(dòng)速度慢，流線(xiàn)稀疏，為流線(xiàn)稀疏區(qū)；三是對(duì)于不規(guī)則注采井網(wǎng)，距注水井較遠(yuǎn)油井井區(qū)，單位距離內(nèi)的驅(qū)替壓差小，油水的流動(dòng)速度小，形成流線(xiàn)稀疏區(qū)。

3）流線(xiàn)空白區(qū)

主要分布在井網(wǎng)未控制區(qū)和壓力平衡區(qū)。一是對(duì)低部位注水、高部位采油的注采井網(wǎng)，在高部位油井距離斷層區(qū)域不能形成注采水線(xiàn)，由于斷層的遮擋，斷層遮擋區(qū)注入水未波及，沒(méi)有建立注采流線(xiàn)，形成流線(xiàn)空白區(qū)；二是封閉邊界油藏邊內(nèi)注水時(shí)，由于注入初期油藏內(nèi)部壓力高于邊水區(qū)壓力，油藏邊部的油就會(huì)向邊水區(qū)域流動(dòng)，注入一段時(shí)間后，直至油水過(guò)渡帶壓力平衡從而形成流線(xiàn)空白區(qū)。

3 基于流線(xiàn)分析的調(diào)整優(yōu)化技術(shù)

根據(jù)斷塊油藏流線(xiàn)、剩余油分布總體受斷層、砂體邊界、注采井網(wǎng)、注采平面及層間差異影響的特點(diǎn)，高含水期調(diào)整優(yōu)化技術(shù)以均衡或轉(zhuǎn)換流線(xiàn)為主要目的，使優(yōu)勢(shì)流線(xiàn)變?nèi)?，弱?shì)流線(xiàn)變強(qiáng)，流線(xiàn)空白區(qū)建立新流線(xiàn)，實(shí)現(xiàn)降水增油的目的。

3.1 矢量調(diào)配，均衡流線(xiàn)

注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，注采井間流線(xiàn)固定，高耗水帶普遍存在，從而在低滲區(qū)形成剩余油。主流線(xiàn)方向降低配注控制注入強(qiáng)度，次流線(xiàn)方向增加配注[14-15]。通過(guò)參數(shù)調(diào)整，打破原有的生產(chǎn)狀態(tài)，控制強(qiáng)流線(xiàn)，增強(qiáng)流線(xiàn)稀疏區(qū)流線(xiàn)，均衡水驅(qū)。比如，G6-38井組平面矛盾突出，為均衡平面水驅(qū)，根據(jù)計(jì)算G6-52井、G6-85井的計(jì)算合理日產(chǎn)液量分別為17.9 t和11.2 t，而兩口井的實(shí)際日產(chǎn)液量分別只有11 t、6.5 t，對(duì)非主流線(xiàn)上的兩口井實(shí)施放差提液，效果明顯，G6-52井提液后日產(chǎn)油從1.4 t上升至3.2 t，G6-85井提液后日產(chǎn)油從0.7 t上升至1.7 t（圖6）。

3.2 增新水線(xiàn)挖潛剩余油

“增新水線(xiàn)”是指對(duì)流線(xiàn)空白區(qū)增加新流線(xiàn)來(lái)挖潛剩余油。增加流線(xiàn)的方法有兩種：一是增加注水井，二是增加采油井。

1）主流線(xiàn)高含水油井轉(zhuǎn)注，改變水驅(qū)方向。位于河道主體的H88-31A井與H88-23井之間形成優(yōu)勢(shì)流場(chǎng)，其他井受效不明顯。將含水98%的H88-31A井轉(zhuǎn)注后，新增了注水方向，對(duì)應(yīng)油井H88-1井含水率從82.7%降至75%，日產(chǎn)油從1.7 t提高至2.9 t。

2）轉(zhuǎn)注剩余油富集區(qū)采油井，新增注水流線(xiàn)，形成多向水驅(qū)。G6斷塊E1f23的G6-119井區(qū)的注水井由于G6-4井位于物性差區(qū)，G6-57井、G6-3井位于物性高滲區(qū)，注入水主要流向高滲區(qū)的G6-57井、G6-3井、G6-119井，井區(qū)附近井不見(jiàn)效，生產(chǎn)狀況差。將G6-119井轉(zhuǎn)注后，新增注水流線(xiàn)，G6-42、G6-40井見(jiàn)到增油效果（圖7），驗(yàn)證了低采高注時(shí)在井間存在剩余油。

3）有注無(wú)采區(qū)，利用新鉆井或者老井建立新流線(xiàn)

W15-9井區(qū)的W15-1井為邊內(nèi)注水，在構(gòu)造低部位形成剩余油，沒(méi)有形成流線(xiàn)。W15-9井于2018年4月下返挖潛油水過(guò)渡帶剩余油，建立新水線(xiàn)，日產(chǎn)油5 t，含水率72%。

3.3 抽稀井網(wǎng)，抑制平面強(qiáng)流線(xiàn)

在流線(xiàn)密集區(qū)進(jìn)行井網(wǎng)抽稀，拉大井距，降低了驅(qū)替壓力梯度，抑制平面強(qiáng)流線(xiàn)；同時(shí)改變了水驅(qū)方向，能夠提高原先弱流線(xiàn)處的水驅(qū)強(qiáng)度，從而改善水驅(qū)，提高采收率[16-19]。

圖6 G6-38井組井網(wǎng)和生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.6 Well pattern and production curves of well group G6-38

圖7 G6-119井組井網(wǎng)和生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.7 Well pattern and production curves of well group G6-119

3.3.1 抽稀一線(xiàn)高含水井，提高水驅(qū)波及面積

二線(xiàn)油井由于受一線(xiàn)油井影響，在井間形成水動(dòng)力滯留剩余油。一線(xiàn)油井高含水井關(guān)井抽稀，既抑制了注水井與一線(xiàn)油井的強(qiáng)流線(xiàn)，又建立了注水井與二線(xiàn)油井的流線(xiàn)。C3斷塊C3-97井關(guān)井后，二線(xiàn)油井C3-42井、C3-109井、C3-103井分別日增油2.2 t、0.4 t、0.9 t（圖8）。

3.3.2 抽稀井間高含水井，均衡水驅(qū)

井間高含水井關(guān)井井網(wǎng)不失控，改變水驅(qū)方向，提高地下存水率。C3-83井組的C3-13井處于C3-81井、C3-82井間。C3-83井與C3-13井之間形成強(qiáng)流線(xiàn)。C3-13井關(guān)停后井組最高日產(chǎn)油凈增4.3 t。

3.3.3 強(qiáng)水淹區(qū)注水井關(guān)停，降低無(wú)效注水

由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性及注采井距的影響，局部注水井組水淹程度高，注水利用率低。將強(qiáng)水淹區(qū)注水井關(guān)停，均衡水驅(qū)，降低無(wú)效注水。注水井C3-77井距離C3-3井、C3-10井較近，并且滲透率較好。該井組強(qiáng)水淹，將該井組關(guān)井后對(duì)應(yīng)C3-3井、C3-10井的日增油分別為1.0 t、0.5 t。

3.4 細(xì)分重組，擴(kuò)流線(xiàn)立體驅(qū)油

“擴(kuò)流線(xiàn)”是針對(duì)層間矛盾突出的注入井通過(guò)分層細(xì)分升級(jí)，改善注入流體只往高滲層流入的問(wèn)題，均衡層間矛盾。隨著開(kāi)發(fā)的深入，主力層系的井網(wǎng)井距偏小[20-23]，將注采井距拉大，減緩儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)開(kāi)發(fā)的不利影響。非主力砂體的注采井距偏大，利用主力層系抽稀的井進(jìn)行加密及井網(wǎng)完善。G7斷塊細(xì)分為兩套開(kāi)發(fā)層系，依據(jù)實(shí)際生產(chǎn)及理論計(jì)算結(jié)果，主力層的合理注采井距在400～550 m，而調(diào)整前的井距只有200 m左右。故G7斷塊層系細(xì)分調(diào)整時(shí)，主力層系井網(wǎng)拉大至500 m，同時(shí)利用抽稀的井進(jìn)行非主力層系的挖潛，其中E1f3層系的G7-10井單砂體注水后，對(duì)應(yīng)油井G7-31井見(jiàn)效明顯（圖9）。調(diào)整后遞減得到明顯控制，綜合遞減從13.1%下降至-0.47%，新增可采儲(chǔ)量1.7×104t，提高采收率1.0%。

圖8 C3-97井組井網(wǎng)和生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.8 Well pattern and production curves of well group C3-97

圖9 G7-10井組井網(wǎng)和G7-31井生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.9 Well pattern of well group G7-10 and production curves of well G7-31

4 結(jié)論

1）縱向非均質(zhì)、平面非均質(zhì)、注采井網(wǎng)對(duì)流線(xiàn)的影響顯著，注采井距、注采壓差等因素對(duì)水驅(qū)流線(xiàn)的影響相對(duì)較小。

2）將流線(xiàn)分布模式分為流線(xiàn)密集區(qū)、流線(xiàn)稀疏區(qū)、流線(xiàn)空白區(qū)3類(lèi)。流線(xiàn)密集區(qū)主要分布在物性相對(duì)好的井區(qū)或者注采井距較小的井區(qū)。流線(xiàn)稀疏區(qū)主要分布在二線(xiàn)油井受效區(qū)、物性差區(qū)和距注水井相對(duì)較遠(yuǎn)井區(qū)。流線(xiàn)空白區(qū)主要分布在井網(wǎng)未控制區(qū)和壓力平衡區(qū)。

3）斷塊油藏井網(wǎng)及流線(xiàn)受斷層、砂體邊界等影響較大，因此，采用矢量調(diào)配、增加注采井點(diǎn)、抽稀井網(wǎng)、細(xì)分重組等方式可以較好地實(shí)現(xiàn)流線(xiàn)調(diào)整，抑制高耗水帶，擴(kuò)大水驅(qū)波及，實(shí)現(xiàn)降水增油的目的。